Langsung ke konten utama

Gas Alam dan Sumberdayanya

Gas Alam dan Sumberdayanya

Komposisi

Gas alam seperti juga minyak bumi adalah bahan bakar fosil yang merupakan senyawa hidrokarbon (CnH2n+2) dan terdiri dari campuran beberapa macam gas hidrokarbon yang mudah terbakar dan non-hidrokarbon seperti N2, CO2 dan H2S. Umumnya gas yang terbentuk sebagian besar dari metan (CH4), dan dapat juga etan (C2H6) dan propan (C3H8).
Gas alam yang didapat dari dalam sumur bumi, biasanya bersama dengan minyak bumi. Gas ini disebut sebagai gas associated. Ada juga sumur yang khusus menghasilkan gas, sehingga gas yang dihasilkan disebut gas non associated. Setelah dikeluarkan kepermukaan bumi, gas diproses untuk menghilangkan impurities seperti air, gas-gas lain, pasir dan senyawa lain. Beberapa gas hidrokarbon seperti propan (C3H8) dan butan (C4H10) dipisahkan dan dijual secara terpisah. Setelah diproses, gas alam yang bersih ditransmisikan ke titik-titik penggunaan melalui jaringan pipa yang jauhnya dapat mencapai ribuan kilometer. Gas alam yang dikirim melalui pipa tersebut merupakan gas alam dalam bentuk murni dan gas alam yang dikirim tersebut merupakan ‘dry gas’.
Nama Gas
Senyawa
komposisi
Metana
CH4
70-90%
 Etana
C2H6
0-20%
 Propana
C3H8
 iso-Butana
IC4H10
 normal-Butana
nC4H10
 iso-Pentana 
IC5H12
 normal-Pentana 
nC5H12
 Karbondioksida
CO2
0-8%
 Oksigen
O2
0-0.2%
 Nitrogen
N2
0-5%
 Hidrogen Sulfida
H2­S
0-5%

Tabel 1 Komponen Gas Alam

Reaksi Pembakaran

Sebagai contoh pembakaran, gas yang digunakan adalah metan. Metan adalah molekul yang dibentuk oleh satu atom karbon dan empat atom hidrogen sebagai CH4. Pembakaran gas metan terjadi secara kimiawi yaitu dengan terjadinya reaksi antara metan dan oksigen yang hasilnya berupa karbon di-oksida (CO2), air (H2O) ditambah sejumlah besar energi (energi sebagai pemicu terjadinya pembakaran), sebagaimana persamaan berikut :
CH4[g] + 2 O2[g]        -------->     CO2[g] + 2 H2O[50] + 891 kJ
Untuk analisa lanjut jumlah energi yang terkandung dalam tiap jumlah tertentu dari gas alam ini dapat di analisa secara teoritis dengan memberikan asumsi dasar bahwa gas tersebut adalah gas ideal.
              PV = nRT
                 U = cv nRT
Dimana:
P : tekanan                              R : konstanta gas 8.314 J K­-1mol-1
V : volume                               T : temperature absolut
n : jumlah gas dalam mol       cv : konctanta volumetrik

Proses Pemisahan Gas Alam

Untuk mendapatkan gas alam yang dapat digunakan dan didistribusikan maka gas alam tersebut melalui beberapa proses secara umum yaitu:
  1. Purifikasi (pemurnian)
  2. Separasi (pemisahan)
  3. Liquefaction (pencairan) untuk gas yang didistribusikan dalam bentuk cair
Komposisi gas alam bervariasi antara lokasi yang satu dengan lokasi yang lain. Karena itu spesifikasi produk gas alam biasanya dinyatakan dalam komposisi dan kriteria performansi-nya. Kriteria-kriteria tersebut antara lain : Wobbe Number, Heating Value, inert total, kandungan air, oksigen, dan sulfur. Wobbe Number dan Heating Value merupakan kriteria dalam pembakaran, sedangkan kriteria lain terkait dengan perlindungan perpipaan dari korosi dan plugging.
Istilah purifikasi dan separasi sendiri mengacu pada proses yang terjadi. Jika removal H2S dalam jumlah kecil, maka proses bisa disebut dengan purifikasi. Akan tetapi jika jika H2S yang hendak dihilangkan ada dalam jumlah besar dan akan dikonversi menjadi elemental sulfur yang mempunyai nilai jual, maka proses yang terjadi dikategorikan sebagai separasi. Overview dari material yang ada dalam natural gas bisa dilihat pada gambar berikut :
material-gas-alam
Gambar 1. Material dalam Pemrosesan Gas Alam


PROCESS OVERVIEW

Blok diagram pemrosesan gas alam secara umum ditunjukkan pada gambar berikut :
Skema pemrosesan gas alam
Gambar 2. Skema pemrosesan gas alam
 1. Compression
Tekanan memainkan peranan yang sangat penting dalam industri gas, khususnya dalam transportasi perpipaan, baik dari field menuju gas plant ataupun dalam transport sales gas. Stream yang melibatkan proses kompresi antara lain :
1.Gas dari Inlet Receiving. Untuk memaksimalkan recovery liquid maka gas harus bertekanan antara 850 – 1.000 psi (60 – 70 bar) ketika memasuki bagian hydrocarbon recovery. Tetapi gas cukup bertekanan 600 – 650 psi jika hanya propane dan komponen lebih berat yang akan direcovery
2.Gas dari Vapor Recovery. Pada umumnya merupakan gas bertekanan rendah yang akan dikompresi untuk proses hydrocarbon recovery
3.Gas keluar dari bagian Hydrocarbon Recovery dan menuju pipeline. Untuk gas plant yang memproses gas dengan flow yang lebih besar dari 5 MMscfd, biasanya digunakan turboexpander untuk pendinginan gas. Outlet kompresi tambahan biasanya juga diperlukan agar gas memenuhi spesifikasi tekanan pada perpipaan
Pengeluaran terbesar dalam pendirian gas plant baru adalah unit kompresi ini. Setidaknya 50-60 % Total Installed Cost dihabiskan untuk unit ini. Selain itu, ongkos maintenance terbesar juga dihabiskan untuk kompresor.
Secara umum, kompresor dikategorikan menjadi dua jenis yaitu positive displacement dan dynamic compressor. Perbedaan mendasar dari dua jenis kompresor ini adalah positive displacement copressor merupakan volume displacement device yang meningkatkan tekanan dengan jalan menurunkan volume. Sedangkan dynamic compressor merupakan pressure/pum head device yang performansinya tergantung pada aliran dan kebutuhan tekanan pada sisi outlet. Dynamic compressor merubah kecepatan gas (energi kinetik) menjadi tekanan.
Pembagian kompresor secara detail bisa dilihat pada skema berikut :
pembagian-kompresor
Gambar 3. Pembagian Kompresor
Sedangkan termodinamika kompresor bisa dilihat secara detail pada buku-buku Thermodinamika.
2. Gas Treating
Unit gas treating merupakan unit reduksi ‘acid gas‘ karbon dioksida (CO2) dan hidrogen silfida (H2S) agar memenuhi spesifikasi proses dan menghindari permasalahan korosi dan plugging. 
Hidrogen sulfida sangat beracun, dengan adanya air maka akan membetuk asam lemah dan korosif. Nilai Threshold Limit Value (TLV) gas ini adalah 10 ppmv. Pada konsentrasi yang lebih besar dari 1.000 ppmv akan menyebabkan kematian dalam hitungan menit. Ketika konsentrasi H2S di atas level ppmv, maka senyawa sulfur yang lain akan muncul seperi karbon disulfida (CS2), mercaptan (RSH), dan sulfida (RSR).
Karbon dioksida bersifat non-flammable dan dalam jumlah yang besar sangat tidak diharapkan dalam fuel. Seperti halnya H2S, dengan adanya air maka karbon dioksida akan membentuk asam lemah dan bersifat korosif.
Proses reduksi gas asam yang biasa digunakan pada umumnya diklasifikasikan menjadi :
  • Solvent absorption (Chemical, Physical, dan Hybric)
  • Solid absorption (molecular sieve, iron sponge, dan zinc oxide) Membrane (cellulose acetate, polyamide, dan polysulfone)Direct concersion Cryogenic Fractionation
Pemilihan proses yang digunakan harus memperhatikan hal-hal sebagai berikut :
  1. Jenis dan konsentrasi impuritis dan komposisi hidrokarbon pada sour gas. Misalnya COS, CS2, dan mercaptan dapat mempengaruhi desain fasilitas gas dan liquid treating. Pemilihan penggunaan physical solvent cenderung menyebabkan larutnya hirdrokarbon berat, dan dengan adanya senyawa berat dalam jumlah yang cukup besar ini menyebabkan kecenderungan pemilihan chemical solvent.
  2. Temperatur dan tekanan sour gas. Gas asam dengan tekanan parsial tinggi (50 psi/3,4 bar) disarankan untuk menggunakan psysical solvent, sedangkan untuk tekanan parsial yang rendah disarankan penggunaan amina.
  3. Spesifikasi outlet gas
  4. Volume gas yang akan diproses
  5. Spesifikasi gas residue, acid gas, dan liquid product
  6. Selectivity acid gas removal
  7. Faktor biaya kapital dan operasi
  8. Kebijakan/standar lingkungan, yang meliputi peraturan mengenai polusi udara dan bahan kimia berbahaya
3. Gas Dehydration
Dehydration sangat penting dalam tiga aspek :
  1. Gas Gathering. Air harus dihilangkan untuk mengurangi korosi perpipaan dan mengurangi penyumbatan pipa (line blockage) karena pembentukan hidrat. Dew point air haruslah lebih rendah daripada temperatur perpipaan terendah untuk mencegah terbentuknya air.
  2. Product dehydration. Baik produk gas dan liquid memiliki spesifikasi kandungan air (water content) tersendiri. Sales gas dari plant biasanya dalam kondisi kering jika digunakan cryogenic hydrocarbon liquid recovery. Kebanyakan dari spesifikasi produk mensyaratkan free water content (Engineering Data Book, 2004a). Dengan demikian, kandungan air maksimum dalam sales gas adalah 4 – 7 lb/MMscf (60 – 110 mg/Sm3). Untuk liquid, kandungan air adalah 10 – 20 ppmv
  3. Hydrocarbon recovery. Kebanyakan plant gas alam menggunakan proses cryogenic untuk recovery fraksi C2+ dari inlet gas. Jika gas asam dihilangkan dengan menggunakan proses penggunaan amina, maka gas yang keluar akan meninggalkan air dalam kondisi saturated (jenuh). Untuk mencegah terbentuknya hidrat dalam unit cryogenic ini, maka konsentrasi air hendaknya kurang dari 0,1 ppmv.
Kandungan air pada umumnya dinyatakan dalam beberapa cara :
  • Massa air per volume gas, lb/MMscf (mg/Sm3)
  • Temperatur dew point, oF (oC)
  • Konsentrasi, parts per million by volume (ppmv)
  • Konsentrasi, parts per million by mass (ppmv)
Proses gas dehydration yang umum dipakai dalam industri gas adalah absorpsi, adsorpsi, dessicant, dan membran
Dalam proses absorpsi, pada umumnya digunakan absorbent ethylene glycol (EG), diethylene glycol (DEG), triethylene glycol (TEG), tetraethylene glycol (TREG), dan propylene glycol.
Sedangkan tiga tipe komersial adsorbent yang biasa digunakan adalah silica gel yang dibuat dari SiO2, activated alumina (dari Al2O3), dan molecular sieve terbuat dari aluminosilicate.
4. Hydrocarbon Recovery
Salah satu stnadar dalam pipeline specification gas alam adalah kandungan siulfur dan air serta higher heating value yang harus berkisar antara 950 – 1.150 Btu/scf (35.400 – 42.800 kJ/Sm3).
Gas yang telah di-treating biasanya masih mengandung konsentrasi inert (N2, CO2) yang tinggi, selain itu heating value juga tinggi karena adanya fraksi C2+. Hyrocarbon recovery section ini diperlukan untuk menurunkan kandungan fraksi C2+ dan mengontrol dew point. Kontrol dew point juga diperlukan karena dikhawatirkan terjadi kondensasi proses karena temperatur atau pressure drop. Hal ini karena campuran gas alam mengandung hidrokarbon berat yang menunjukkan karakteristik yang disebut retrogade condensation yang ditunjukkan oleh diagram P-T berikut :
Diagram P-T Retrogade Condensation
Gambar 4. Diagram P-T Retrogade Condensation
Envelope merupakan garis buble point-dew point campuran. Pada berbagai kondisi temperatur dan tekanan di luar envelope, campuran dalam kondisi 1 fase. Pada berbagai temperatur dan tekanan di dalam envelope maka campuran terdapat dalam 2 fase. Tiga point penting pada envelope adalah :
  • Cricondentherm, yaitu temperatur maksimum dimana dua fase terbentuk
  • Cricondenbar, tekanan maksimum dimana dua fase terbentuk
  • Critical point, temperatur dan tekanan dimana fase vapor dan liquid memiliki konsentrasi yang sama.
Proses dalam hydrocarbon recovery sangat bervariasi tergantung spesifikasi produk yang diinginkan, volume gas, komposisi inlet dan tekanan proses. Proses yang umum dijumpai dalam hydrocarbon recovery ini antara lain :
1. External Refrigeration : Propane refrigeration
External refrigeration memainkan peranan yang sangat penting dalam proses recovery hydrocarbon, digunakan untuk mendinginkan stream gas untuk recovery C3+ dan untuk menurunkan temperatur gas pada stage berikutnya.
Siklus refrigerasi terdiri dari 4 tahapan sebagai berikut :
 Siklus refrigerasi
Gambar 5. Siklus refrigerasi
Contoh propane refrigeration loop
Gambar 6. Contoh propane refrigeration loop
  • Kompresi uap jenuh refrigerant (A) ke tekanan di atas tekanan uap pada temperatut ambient (B)Kondensasi ke C dengan pertukaran panas fluida pendingin
  • Ekspansi (biasanya menggunakan J-T valve) untuk mendinginkan dan refrigerasi ke D
  • Pertukaran panas dengan fluida yang akan didinginkan dengan evaporasi refrigerant ke A
2.Turboexpansion
3.Heat Exchanger
4.Fraksinasi
5. Nitrogen Rejection
Tiga metode yang sering dijumpai untuk removal nitrogen yaitu :
  1. Cryogenic distillation
  2. Adsorption
  3. Membrabe separation
Perbandingan ketiga metode tersebut ditunjukkan dalam Tabel berikut :
perbandingan 3 metode
Gambar 7 Perbandingan 3 Metode
6. Trace Component Removal
Sejumlah trace komponent dalam konsentrasi yang cukup tinggi bisa menurunkan kualitas produk dan menimbulkan permasalahan lingkungan. Komponen –komponen tersebut antara lain :
  • Hidrogen
Meski jarang sekali ada dalam konsentrasi yang besar, hidrogen tetap harus dihilangkan sehingga konsentrasinya menjadi serendah mungkin
  • Oksigen
Konsentrasi maksimum oksigen yang diperbolehkan adalah 1.0 % volume pada sales gas. Jika konsentrasi oksigen mencapai level 50 ppmv maka akan menimbulkan beberapa permasalahan sebagai berikut : menyebabkan korosi perpipaan dengan adanya air, bila bereaksi dengan amina pada proses gas treating akan membentuk garam yang stabil, bila bereaksi dengan glikol akan membentuk senyawa asam yang korosif, berekasi dengan hirokarbon selama proses high temperature regeneration akan membentuk air, yang akan mengurangi efektivitas dari proses ini, pada konsentrasi yang rendah, oksigen bisa dihilangkan dengan nonregenerative scavengers. Untuk konsentrasi yang lebih tinggi bisa digunakan metode katalitik.
  • Radon (NORM)
  • Arsenik
  • Helium
  • Merkuri
  • BTEX (benzene, toluene, ethylbenzene, dsan xylene)
7. Liquids Processing
8. Sulfur Recovery
9. Trasportation and Storage
 
Pada dasarnya sistem transportasi gas alam meliputi :
  • Transportasi melalui pipa salur.
  • Transportasi dalam bentuk Liquefied Natural Gas (LNG) dengan kapal tanker LNG untuk pengangkutan jarak jauh.
  • Transportasi dalam bentuk Compressed Natural Gas (CNG), baik didaratan dengan road tanker maupun dengan kapal tanker CNG di laut, untuk jarak dekat dan menengah (antar pulau).
Emisi dan Efisiensi Gas Alam
Efisiensi pembakaran gas alam lebih tinggi daripada bahan bakar fosil lainnya, hal ini dikarenakan setiap bahan bakar yang terbakar berupa fase gas, jadi jika kita membakar minyak maka memerlukan energi untuk merubah menjadi gas baru terjadi proses pembakaran. Tidak seperti bahan bakar minyak dan batubara, emisi gas dari pembakaran gas alam jauh lebih rendah daripada bahan bakar fosil lain karena emisi Nitrogen Oksida (NOx), Sulfur Dioksida (SO2), dan karbon yang dihasilkan jauh lebih rendah daripada standar emisi. Bahan bakar minyak dan batubara juga menghasilkan partikel debu ke udara. Tabel 2 adalah tabel tingkat emisi bahan bakar fosil dalam pon/miliar Btu dari input energi.
Polutan
Gas Alam
Minyak
Batubara
Karbondioksida (CO2)
117.000
164.000
208.000
Karbonmonoksida (CO)
40
33
208
Nitrogen Oksida (NOx)
92
448
457
Sulfur Dioksida (SOx)
1
1.112
2.591
Partikel
7
84
2.744
Merkuri
0
0.007
0.016
Tabel 2 Tingkat Emisi Bahan Bakar Fosil (Pound/ Miliar BTU)

Komentar

Postingan populer dari blog ini

Kalor Jenis Benda dan Kapasitas Kalor

Tidak seperti besaran fisika umumnya, kalor adalah besaran yang tidak dapat dilihat. Jumlah kalor yang diserap atau dilepas suatu benda hanya dapat diukur dengan mengamati pengaruhnya terhadap bahan di sekitarnya. Untuk dapat merumuskan jumlah kalor, perhatikan percobaan berikut.





Pada gambar (a), kedua bejana diisi dengan zat cair yang sejenis dan dipanaskan dalam selang waktu yang sama. Ternyata pada bejana yang berisi zat cair lebih sedikit, suhunya lebih tinggi. Jadi, jumlah kalor yang diserap benda berbanding lurus dengan massa benda ( Q ∞ m). Pada gambar (b), kedua benda diisi zat cair yang sejenis dan sama massanya. Ternyata pada selang waktu yang sama, bejana yang dipanasi dengan api lebih besar, memiliki suhu yang lebih tinggi. Jadi, jumlah kalor sebanding dengan kenaikan suhu (Q ∞∆T). Pada gambar (c), bejana A diisi dengan alkohol dan bejana B diisi dengan air. Massa  kedua zat cair di dalam masing-masing bejana sama. Ternyata dalam selang waktu yang sama, suh…

PRINSIP KERJA CERMIN CEMBUNG

PRINSIP KERJA CERMIN CEMBUNG

Pendahuluan
cermin adalah Cermin yang dibuat paling awal adalah kepingan batu mengkilap seperti obsidian, sebuah kaca volkanik yang terbentuk secara alami. Cermin obsidian yang ditemukan di Anatolia (kini Turki), berumur sekitar 6000 SM. Cermin batu mengkilap dari Amerika tengah dan selatan berumur sekitar 2000 SM. Cermin dari tembaga yang mengkilap telah dibuat di Mesopotamia pada 4000 SM dan di Mesir purba pada 3000 SM. Di China, cermin dari perunggu dibuat pada 2000 SM.
Cermin kaca berlapis logam diciptakan di Sidon (kini Lebanon) pada abad pertama M,dan cermin kaca dengan sandaran dari daun emas disebutkan oleh seorang pengarang dari Romawi bernama Pliny dalam buku Natural History miliknya, yang dikarang sekitar tahun 77 M. Orang Romawi juga mengembangkan teknik menciptakan cermin yang kasar dari kaca hembus yang dilapisi dengan timah yang dilelehkan.Cermin parabola pantul pertama kali dideskripsikan oleh fisikawan dari Arab bernama Ibn Sahl…